E´vora 2019
Universidade de E
´vora - Escola de Ciˆencias e Tecnologia
Mestrado em Engenharia da Energia Solar
Disserta¸c˜ao
Uma vertente das perdas n˜ao t´ecnicas na rede el´etrica
Maik Rodrigues Savazini
Orientadores: Mário Rui Melício da Conceição Victor Manuel Fernandes Mendes
E´vora 2019
Universidade de Évora – Escola de Ciências e Tecnologia
Mestrado em Engenharia da Energia Solar
Disserta¸c˜ao
Uma vertente das perdas n˜ao t´ecnicas na rede el´etrica
Maik Rodrigues Savazini
Orientadores: Mário Rui Melício da Conceição Victor Manuel Fernandes MendesE´vora 2019
A disserta¸c˜ao foi objeto de aprecia¸c˜ao e discuss˜ao pu´blica pelo seguinte ju´ri nomeado pelo Diretor da Escola de Ciˆencias e Tecnologia:
•
Presidente | Anto´nio Heitor Reis (Universidade de E´vora)
•Vogal | Mouhaydine Tlemcani (Universidade de E´vora)
•Vogal-orientador | Rui Melicio (Universidade de E´vora)
E´vora 2019
Uma vertente das perdas não técnicas na rede elétrica
i
RESUMO
Os objetivos deste trabalho são a realização do estado da arte sob Uma Vertente das Perdas não Técnicas na Rede Elétrica. Permite identificar os principais tipos de perdas não técnicas na rede elétrica, os métodos para deteção a classificação dessas perdas, os custos associados às perdas não técnicas, as ações para a mitigação das perdas e os efeitos socioeconómicos associados.
Numa sociedade cada vez mais dependente de eletricidade, a demanda por energia elétrica aumenta a cada ano, em contrapartida a escassez dos recursos naturais. Por isso, o uso racional da energia, juntamente com a diminuição das perdas técnicas e não técnicas de eletricidade na rede, são fundamentais para otimização deste recurso indispensável em praticamente todas as atividades humanas.
As perdas não técnicas na rede estão associadas à adulteração dos medidores de energia elétrica, conexões ilegais, irregularidade nas cobranças e contas não pagas pelos consumidores. Com a dificuldade e custo para identificação das perdas não técnicas, essas perdas têm custos associados muito significativos.
Palavras-Chave
Perdas não técnicas Eletricidade Sistema de energia elétrica Irregularidades no consumo
ii
Abstract
A strand of non-technical loss in the electric grid
The objectives of this work are the realization of the state of the art under a strand of non-technical losses in the power grid. It allows the identification of the main types of non-technical losses in the electricity grid, the methods for detecting the classification of these losses, the costs associated with non-technical losses, the actions to mitigate losses and the associated socioeconomic effects.
In an increasingly electricity-dependent society, the demand for electricity increases each year, offsetting the scarcity of natural resources. Therefore, the rational use of energy, together with the reduction of technical and non-technical losses of electricity in the grid, are fundamental for optimizing this indispensable resource in practically all human activities.
Non-technical losses in the grid are associated with tampering with electricity meters, illegal connections, irregular billing and unpaid bills by customers. With the difficulty and cost of identifying non-technical losses, these losses have very significant associated costs.
Keywords:
Non-Technical losses Electricity Power grid Consumption irregularities
iii
Agradecimentos
Ao Doutor Mário Rui Melício da Conceição, Professor Auxiliar com Agregação, no Departamento de Física, Escola de Ciências e Tecnologia da Universidade de Évora, responsável como orientador científico, agradeço imensamente por todo o suporte, dedicação, disponibilidade e pelas vossas valiosas contribuições para a realização desta dissertação.
Ao Doutor Victor Manuel Fernandes Mendes, Professor Catedrático Convidado, no Departamento de Física, Escola de Ciências e Tecnologia da Universidade de Évora, agradeço pelo incentivo e contribuições para a realização desta dissertação.
Um especial agradecimento aos meus pais Valdir e Maristela que não pouparam esforços e palavras de incentivo para que eu pudesse concluir em outro país uma especialização de suma importância na minha vida académica, profissional e também pessoal.
Um particular agradecimento a minha irmã Ingridy, pela amizade, conselhos, apoio e incentivo em todas as etapas deste curso.
A toda a minha família e amigos que de forma direta e indireta contribuíram com a realização desta dissertação.
iv
Índice
Lista de Figuras……….vii Lista de Tabelas………...……….…….…ix Lista de Siglas………...………...x Lista de Símbolos……….…...….xi 1 Introdução ... 1 1.1 Enquadramento ... 1 1.2 Motivação ... 3 2 Estado da Arte... 52.1 Sistema de Energia Elétrica ... 5
2.2 Smart Grid ... 6
2.3 Perdas de Energia Elétrica na Rede ... 9
2.4 Perdas Técnicas ... 10
2.5 Perdas Não Técnicas ... 11
2.6 Tipos de NTLs ... 13
2.7 Classificação das NTLs ... 14
2.7.1 Métodos Indiretos ... 15
2.7.2 Métodos Diretos ... 16
2.7.2.1 Método que Utilizam Dados Históricos ... 16
v
2.7.2.2.1 Métodos que Utilizam Dados Obtidos em Tempo Real ... 17
2.7.2.2.2 Método Baseado em Estimação de Estado ... 17
2.7.2.2.3 Método Baseado em Ondas Viajantes ... 18
2.7.2.2.4 Técnica Baseada no Balanço de Energia ... 19
2.8 Efeitos Económicos das NTLs ... 19
2.9 Deteção de Perdas Não Técnicas ... 20
3 Mitigação das NTLs ... 23
3.1 Mitigação da NTL por Mineração de Dados ... 25
3.2 Mitigação com Smart Meters ... 26
3.3 Outras Formas de Mitigação ... 27
3.4 Efeito das Condições Socioeconómicas ... 28
4 Técnicas para Deteção das Perdas Elétricas ... 30
4.1 “k-Vizinho Mais Próximo” ... 30
4.2 Máquinas de Vetores de Suporte ... 31
4.3 K-Means ... 34
5 Cálculos das Perdas Elétricas ... 36
5.1 Cálculos das Perdas Técnicas ... 36
5.1.2 Medidor de Eletricidade ... 38
5.1.3 Ramal de Ligação ... 38
vi
5.2 Cálculos das Perdas Não Técnicas ... 41
5.2.1 Resultados da Aplicação da Metodologia... 42
6 O Caso Light ... 46
6.1 Sobre a empresa Light ... 46
6.2 Perdas Elétricas ... 48
6.3 Ações de Combate as NTLs ... 50
7 Conclusões ... 54
7.1 Conclusões ... 54
vii
Lista de Figuras
Figura 1: Perdas globais de eletricidade em alguns países . ... 4
Figura 2: O quadro conceitual de comunicação da IMA . ... 7
Figura 3: Diagrama de blocos de um medidor eletrónico . ... 8
Figura 4: Ligação em paralelo com o medidor... 13
Figura 5: By-pass no medidor. ... 13
Figura 6: Conexões ilegais em uma comunidade no Brasil. ... 14
Figura 7: Classificação das perdas não técnicas . ... 15
Figura 8: Agrupamento de dados. ... 17
Figura 9: Circuito do método de comparação. ... 19
Figura 10: Processo de mineração de dados . ... 25
Figura 11: Princípio do balanco de energia . ... 27
Figura 12: Classificação do “k-vizinho mais próximo”. ... 31
Figura 13: Treinamento de uma SVM em um hiperplano ótimo . ... 32
Figura 14: Exemplo do algoritmo k-means. ... 35
Figura 15: Tipologia padrão de um sistema de distribuição . ... 37
Figura 16: Modelo de convolução aonde as curvas L e S não se cruzam. ... 41
Figura 17: Modelo aonde as curvas L e S cruzam formando uma área de interseção ... 41
Figura 18: Localização dos medidores ... 43
Figura 19: Potência medida (em W) na SE (a) e no ponto intermediário (b). . 43
Figura 20: Eletricidade faturada diária (kWh) do alimentador. ... 44 Figura 21: Curvas das perdas globais e das perdas técnicas do alimentador. 45 Figura 22: Comparativo do consumo total de eletricidade entre 2016 e 2017.47
viii
Figura 23: Evolução nas perdas elétricas entre 2016 e 2017. ... 48
Figura 24: Evolução das perdas elétricas por área. ... 49
Figura 25: Resultado dos indicadores DEC e FEC ... 50
Figura 26: Campanha antifurto de eletricidade. ... 51
ix
Lista de Tabelas
Tabela 1: Perdas de eletricidade na rede de distribuição em portugal de 1997
a 2015……….9
Tabela 2: Perdas técnicas na rede de distribuição elétrica………11
Tabela 3: Média e desvio padrão das variáveis do alimentador………..41
Tabela 4: Dados da rede de distribuição de 2015 a 2017……….44
x
Lista de Siglas
AC Corrente Alternada
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica, Brasil APZs Áreas de Perda Zero
AT Alta Tensão
BT Baixa Tensão
CCM Centro de Controle de Medição
CRAS Centro de Referência em Assistência Social, Brasil CV Coeficiente de Variação
DC Corrente Contínua
DEC Duração Equivalente de Interrupção DFS Direct Field Sensor
EPE Empresa de Pesquisa Energética, Brasil FEC Frequência de Interrupção
ICMS Imposto Sobre Circulação de Mercadoria e Prestação de Serviços, Brasil
IMA Infraestrutura de Medição Avançada
MT Média Tensão
NTLs Non-Technical Losses
SCADA Supervisory Control and Data Acquisition
SG Smart Grid
SE Subestação
SM Smart Meter
SMC Sistema de Medição Centralizada SSE Sum of Squared Errors
SV Vetores de Suporte
SVM Support vector machines T&D Transmissão e Distribuição TI Tecnologia da Informação TDR Time Domain Reflectometer
xi
Lista de Símbolos
Ci Cluster
ꝺ Desvio Padrão
dt Duração do Período do Dia [h].
LRL Comprimento Médio do Ramal [km];
It Corrente no Ramal no Período t [A];
CosΦBT Fator de Potência Típico da Rede de BT
fBTj Fator de Coincidência do Sistema de BT fUq Fator de Utilização do Transformador q f BTj Fator de Coincidência da rede de BT I1Φ Incidência de Medidores Monofásicos
I2Φ Incidência de Medidores Bifásicos
I1Φ Incidência de Medidores Trifásicos
N1Φ Número de Medidores Monofásicos N2Φ Número de Medidores Bifásicos N3Φ Número de Medidores Trifásicos
Nq Número de Transformadores de Potência q
NIc Número Ramais ativos
Ndt Períodos do Dia
NCBT Número Total de Consumidores Ligados à Rede de BT
N q Número de Transformadores q
NMT /BT Número de Transformadores MT/BT.
PD.RL Perdas em kW
PD.MD Perdas nos Medidores Pel Perdas Médias por Medidor
P Dfe Perdas Totais no núcleo dos Transformadores [kW]
PDcu Perdas Totais nos enrolamentos dos Transformadores [kW]
perdas feq Perdas Nominais no núcleo do Transformador q [kW]
perdas cuq Perdas Nominais nos enrolamentos do Transformador q [kW]
P BTfe trafo médio Perda no núcleo do Transformador MT/BT [kW];
P BTcu trafo médio Perda nos enrolamentos do Transformador MT/BT [kW].
xii S BT i Potência Total Instalada [kVA]
RRL Resistência do Ramal ativo [Ω/km]
1
CAPÍTULO
1
1 Introdução
Neste capítulo é apresentado o enquadramento da investigação e a motivação para o desenvolvimento do trabalho sobre as perdas não técnicas na rede elétrica, que não afetam apenas as empresas de distribuição de eletricidade, mas também aos clientes devido à redução da qualidade da energia elétrica fornecida, assim como o aumento dos custos nas faturas dos clientes.
1.1 Enquadramento
A energia elétrica de origem renovável ou de origem tradicional, como vetor no consumo e na produção de bens e serviços das diversas atividades da sociedade moderna, constitui um elemento importante para o desenvolvimento da sociedade, com repercussões nos processos de crescimento e desenvolvimento dos sistemas económicos [Cruz14, Seixas16,
Viegas16c].
Partindo de uma perspetiva de desenvolvimento sustentável, para os países em desenvolvimento, o consumo de energia elétrica aumenta constantemente devido ao aumento da riqueza económica dos participantes do mercado. No entanto, nos países, grande parte da energia elétrica produzida e transmitida não é contabilizada devido às perdas no sistema. Em geral, essas perdas podem ser divididas em perdas técnicas e perdas não técnicas, as perdas não técnicas também são conhecidas por perdas comerciais [Gomes16, Gomes19a,
2 Alguns especialistas costumam correlacionar as perdas não técnicas com o desenvolvimento de um país, incluindo aspetos de educação, distribuição de renda, violência, entre outros, contudo as perdas não técnicas envolvem quer países emergentes quer países desenvolvidos, i.e., é mundial. Nos países desenvolvidos, onde os índices de perdas não técnicas são menores, predominam os programas de conscientização e de denúncia para combater essas perdas, ao contrário do que acontece em países menos desenvolvidos, onde a prática de conscientizar e denunciar é de difícil implementação [Ramos14].
Apesar da proporcionalidade entre a riqueza e o alto grau de desenvolvimento dos países com a menor ocorrência de perdas não técnicas, essa relação não é perfeitamente simétrica, porque há outros fatores envolvidos que a afetam. Nomeadamente aspetos geográficos, a dimensão territorial e económicos, como a demanda de energia elétrica, influenciam diretamente nas perdas técnicas, uma vez que quanto maiores a quantidade de energia elétrica gerada e a extensão da rede de transmissão e distribuição, maior é a tendência de perdas inerentes aos efeitos físicos do transporte e transformação da energia elétrica para outras formas de energia. Dessa forma, as perdas por estar compostas pelas parcelas das perdas não técnicas e pela parcela das perdas técnicas, a percentagem de perdas de energia elétrica reflete a influência de uma combinação de indicadores socioeconómicos, do nível de investimento na manutenção do sistema, da eficiência institucional na gestão do setor elétrico e de aspetos geográficos e demográficos dos países [Andrade14].
É relevante observar que devido aos fenômenos físicos inerentes ao transporte e às transformações de tensão aplicadas até que a energia elétrica chegue ao consumidor final, é impossível reduzir a zero o nível de perdas técnicas. Logo, a parcela das perdas de eletricidade em que há mais espaço para redução é a perda comercial. Os erros de medição, erros de facturamento, o furto e a fraude, são as principais contribuições desse tipo de problema [Andrade14]. Em [Viegas16] as perdas de energia elétrica podem ser classificadas em dois grupos, perdas técnicas e perdas não técnicas. As perdas técnicas correspondem à percentagem de energia elétrica que é transformada em calor durante o processo de transmissão, que é um resultado das características dos materiais que constituem os diferentes equipamentos que compõem o sistema de energia elétrica. As perdas não técnicas estão referidas à quantidade da energia elétrica que é entregue aos usuários finais, mas não é cobrado adequadamente e, portanto, não é representado economicamente. Dentro das perdas não técnicas estão os erros e as avarias nos equipamentos de medição, a energia não faturada devido a erros na leitura do medidor ou nos processos de faturação das empresas comerciais e, finalmente, aqueles associados ao comportamento fraudulento de alguns clientes que, de uma forma ou de outra, evitam o pagamento correspondente ao seu consumo de energia elétrica, i.e., o roubo ou furto de energia elétrica. De entre as perdas não técnicas, os furtos e as fraudes são as mais comuns. A identificação dos consumidores que praticam furtos e das fraudes são difíceis de identificar por parte das concessionárias. Perante esta situação as concessionárias de energia elétrica estão a desenvolver investigação visando a
3 mitigação dos seus custos operacionais, nomeadamente a mitigação das perdas não técnicas [Penin08].
1.2 Motivação
A energia elétrica, como vetor no consumo e na produção de bens e serviços das diversas atividades da sociedade moderna, constitui um elemento importante para o desenvolvimento da sociedade. Neste sentido, até 2040, as previsões indicam que a produção de energia elétrica representará mais de 40% do consumo global de energia e, de 2010 a 2040, a demanda global por energia elétrica deverá aumentar em cerca de 85% [Viegas16].
Os primeiros casos de furto de eletricidade remontam ao final do século 19, com a implementação da rede elétrica de distribuição nas cidades. Um dos primeiros casos de furto de eletricidade foi registado em Nova York no ano de 1886. No entanto, em algumas jurisdições, o roubo de eletricidade não foi considerado crime. Por exemplo, o Tribunal Imperial de Justiça da Alemanha decidiu duas vezes em 1896 e 1899 que o roubo de eletricidade não estava incluído na lei criminal. A razão para isso é que a Corte não considerava a eletricidade como um produto e, portanto, não poderia ser roubada. Um ano depois em 1900, o Parlamento alemão, introduziu uma lei tornando punível o roubo de eletricidade. Em contraste, a Corte de Casação da França decidiu que o roubo de eletricidade é coberto pela lei penal [Glauner18].
Estima-se que as concessionárias de todo o mundo percam anualmente o valor de 20 bilhões US$ por causa das perdas não técnicas. Na Índia, onde o índice de perdas não técnicas entre as companhias de energia é da ordem de 20% a 40%, representando um valor da ordem de 4,5 bilhões US$ por ano, sendo que 10% da energia recuperada pode conservar 83000 GWh. Nos Estados Unidos, as perdas não técnicas anuais são estimadas num valor da ordem de 6 bilhões US$ e no Canadá são estimadas num valor da ordem de US$ 100 milhões US$ por ano em apenas uma distribuidora de eletricidade [Ramos14].
No Figura 1 são apresentadas as perdas globais de eletricidade no sistema de energia elétrica, sendo a soma das perdas técnicas e das perdas não técnicas. Na Figura 1, retirando os EUA, os países com maior extensão territorial apresentam as maiores perdas de eletricidade (Índia, Brasil, Rússia e Austrália). Portugal apresenta perdas globais num valor da ordem de 7,5%, sendo a Suécia o país que apresenta as menores perdas globais num valor menor que 5% [Martins16].
4 Figura 1: Perdas globais de eletricidade em diversos países (Fonte [Martins16]).
Em relação à rede de distribuição nos países da União Europeia, as perdas anuais de eletricidade estão em média na banda de valores compreendidos entre 2 e 12%. Ao mesmo tempo, a Diretiva Europeia da Eficiência Energética exige que todos os Estados-Membros avaliem o potencial de eficiência energética e especifiquem medidas para o melhorar [CIRED17].
Como resultado da Diretiva Europeia da Eficiência Energética, os últimos desenvolvimentos em tecnologias trazem várias soluções promissoras que contribuem para uma otimização dos sistemas de energia elétrica, nomeadamente a implementação dos smart meters e a disponibilidade de novos sensores tornam potencialmente disponível um grande número de dados operacionais na rede. As técnicas da Tecnologia da Informação (TI) e de mineração de dados possibilitam a gestão de um grande volume de dados para avaliar e localizar perdas, em particular as perdas não técnicas. As perdas não técnicas apresentam desafios para a sua deteção. Já a técnica computacional tem a finalidade de resolver problemas com algoritmos e modelos matemáticos de otimização [Cancian13].
5
CAPÍTULO
2
2 Estado da Arte
Neste capítulo é apresentada a fundamentação teórica sobre as características do sistema de energia elétrica e os conceitos básicos sobre as perdas elétricas. Também são abordadas as características de um sistema de energia elétrica moderno e os tipos mais comuns das perdas não técnicas, assim como métodos para a deteção das perdas não técnicas.
2.1 Sistema de Energia Elétrica
Em [Rodríguez17] o sistema de energia elétrica é a rede que resulta da interconexão de centrais elétricas cuja finalidade é transportar e distribuir energia elétrica. Esses tipos de sistemas são usados para fornecer eletricidade para cidades, regiões e países, que demandam quantidades significativas de energia elétrica.
Em [Han17] o sistema de energia elétrica tradicional distribui eletricidade produzida nas centrais de geração para os consumidores finais de forma unidirecional, uma vez que não pode satisfazer a crescente demanda futura e a falta de monitoramento eficiente e com uma resposta rápida, podendo resultar em cortes de energia. O custo é da ordem de 100 biliões de dólares/ano, devidos a interrupções nos sistemas tradicionais de energia elétrica dos EUA. A rede inteligente (smart grid, SG) permite fornecer um
6 fluxo de eletricidade bidirecional e comunicação de dados. A rede elétrica bidirecional permite integrar a produção distribuída de energia elétrica de origem renovável, nomeadamente a produção eólica e a produção fotovoltaica. A comunicação de dados bidirecional permite a gestão do sistema e mitigação de falhas.
Em [Kundur94] o sistema de energia elétrica pode ter topologias de acordo com as distâncias e níveis de tensão também diferentes. Sendo a cadeia de valor no setor elétrico integrada pela produção, transporte, distribuição, comercialização e consumo de energia elétrica.
Em [Viegas16] uma rede elétrica é composta por um grande conjunto heterogêneo de ativos, como geradores tradicionais utilizados na produção de eletricidade, disjuntores, linhas de transmissão, equipamentos de medição e diferentes tipos de transformadores para fazer a ponte entre os diferentes níveis de tensão da rede, média tensão para a geração, alta e muito alta tensão para o transporte de eletricidade, média tensão para a transmissão de eletricidade para a rede de distribuição e grandes consumidores e, baixa tensão para suprir os consumidores domésticos. Cada um deles tem diferentes necessidades de manutenção, modos de falha e graus de criticidade para a confiabilidade do sistema.
Em [Torres12] em Portugal, atualmente as redes de distribuição de AT e MT são operadas mediante concessão atribuída pelo Estado Português à EDP Distribuição. O contrato dura até 2043.
2.2 Smart Grid
Em [Jiang02], com o desenvolvimento do sistema de informação e das tecnologias de comunicação, muitos países têm modernizado o seu sistema de energia elétrica no sentido de passar a ter a SG. A SG é caracterizada por ser bidirecional, ser confiável, ter uma resposta à demanda em tempo real, ter autorrecuperação e segurança.
Em [Viegas16], uma SG utiliza comunicações e tecnologias avançadas, assim como grandes volumes de informação com o objetivo de integrar de forma inteligente a geração, transmissão e consumo de eletricidade. Os equipamentos de sensoriamento que tornam a rede inteligente conectam e monitoram uma ampla gama de ativos, permitindo o registro de grandes volumes de dados com o potencial de gerar informações valiosas sobre o estado da rede e a condição dos ativos.
Em [Batista12a;Batista14;Gomes19b] a rede inteligente é mais sustentável pois, possibilita a integração de produtores independentes, permitindo a redução das emissões antropogénicas de gases de efeito de estufa, maior demanda de energia a adição de novas cargas como os carros elétricos e híbridos e maior segurança no fornecimento de eletricidade.
Em [Wen14;Viegas16b; Batista17], na rede inteligente a Infraestrutura de Medição Avançada (IMA) ou Smart Meters (SM) desempenha um papel vital, estando associada à vida diária das pessoas. Em [Li13], a IMA moderniza o sistema de medição de energia elétrica, substituindo os antigos medidores
7 mecânicos. Os IMA fornecem comunicação bidirecional entre a distribuidora e os consumidores. Com o IMA os consumidores podem não só ler os seus dados do consumo, mas também fazer algum controlo personalizado e implementar estratégias de consumo de energia elétrica.
Em [Han17] a IMA é uma infraestrutura automática de medição na smart grid, que se integra com os atuais dispositivos de hardware e sistemas de software eletrónicos de última geração. A IMA emprega dispositivos, incluindo medidores inteligentes, medidores de relés, coletores, pontos de recarga, subestações e dispositivos head-end. Um ou vários medidores inteligentes são instalados para cada residência ou empresa para registar o consumo de energia elétrica. Os relés são usados para retransmitir mensagens para outros medidores ou para os dispositivos head-end. Coletores são usados para coletar informações em sub-redes. As subestações são usadas para fazer a gestão da distribuição de eletricidade e também desempenham um papel na gestão dos dados. Os dispositivos head-end são servidores empregados pelo utilitário para se comunicar com todos os outros dispositivos no IMA [Han17] apresentado na Figura 2.
Figura 2: Dispositivos head-end de comunicação da IMA [Han17].
Em [Liang13], os dados em tempo real coletados do IMA podem melhorar a confiabilidade da rede elétrica de distribuição, evitando o congestionamento de linhas e sobrecargas. As distribuidoras também podem fornecer um diagnóstico mais rápido do perfil do consumidor e o preço de eletricidade. Em [IESO12] as tecnologias da IMA estão ultrapassando rapidamente as tecnologias tradicionais de leitura de energia elétrica consumida estando a ser instalados em residências e empresas. Por exemplo, em Ontário, Canadá já existem mais de 4,7 milhões de IMA instalados em residências e empresas. Os SM além da medição, possuem várias funções como: quantificar o consumo de eletricidade, a comunicação com dispositivos externos, registo em
8 memória das leituras de consumo de energia elétrica (energia ativa e de energia reativa [Nunes19]). Além disso, incorporam as funções ligação ou de corte de fornecimento de eletricidade à distância e um sistema de pré-pagamento [Nagamine11].
Em [Batista13], os SM desempenharão um papel importante na conexão entre os consumidores e a rede, não apenas oferecendo informações de uso da eletricidade em tempo real para a rede, mas também trazendo informações em tempo real da rede para o consumidor, atuando como um gateway de informações bidirecional. A casa deve ser um ambiente inteligente com aparelhos inteligentes que podem responder às flutuações da rede e às demandas de pico com sensores que controlam continuamente seu uso de energia e adaptam seu comportamento de maneira inteligente a um perfil conveniente, não apenas para a rede, mas também para o cliente.
Os SM são agentes no combate às fraudes e roubos de eletricidade e no seu funcionamento incorporam princípios que evitam a derivação ou shunt, transformadores de corrente, ou a bobina de Rogoswki, microprocessadores, display para visualização, memória e comunicação. O diagrama de blocos do princípio de funcionamento de um medidor eletrónico [Nagamine11] é apresentado na Figura 3.
Figura 3: Diagrama de blocos de um medidor eletrónico (Fonte: [Nagamine11]).
Os três elementos de medição DFS (Direct Field Sensor) geram um sinal proporcional à energia em cada fase com base na tensão aplicada e corrente no circuito, esse sinal é convertido em um sinal digital para o processamento pelo microcontrolador. O microcontrolador processa os sinais de acordo com a constante do medidor e alimenta o respetivo registrador de acordo com a tarifa, determinada pelo controlador de tarifas. O microcontrolador também controla a comunicação de dados com o display, com a interface ótica e ainda garante uma operação segura mesmo em situação de falta de eletricidade por meio de uma memória não volátil (EEPROM) que contém os parâmetros configurados no medidor e assegura os dados de consumo [Nagamine11].
9 Em [IEE12], o Instituto Americano de Eficiência Elétrica relata que aproximadamente 36 milhões de IMA foram instalados nos Estados Unidos em 2012 e estão previstos instalar mais 30 milhões de medidores nos próximos anos.
Em [Batista12a, Batista12b], a Comissão Europeia investiu 300 milhões de Euros em 300 projetos de redes inteligentes, que tiveram um investimento global de 5,5 mil milhões de euros. Neste contexto, os medidores são uma ferramenta fundamental para a gestão do consumo de eletricidade. A gestão do consumo de energia residencial é fundamental para reduzir as necessidades energéticas para o futuro.
2.3 Perdas de Energia Elétrica na Rede
O setor da energia elétrica está passando por transformações significativas para lidar com a política energética atual, que pressiona por um aumento na eficiência (incluindo a mitigação das perdas elétrica), competição, uso de fontes de energia renováveis e outras estratégias projetadas para lidar com os desafios ambientais atuais [Viegas16].
Em [Figueiredo12] as distribuidoras de energia elétrica sempre tiveram grande preocupação com as perdas de energia nas suas redes, uma vez que estas constituem uma parcela significativa nos custos de exploração dos sistemas de distribuição. Por este motivo a medição das perdas bem como a introdução nas redes de meios cada vez mais eficazes que promovem a diminuição das perdas, sempre foram alvo de grande destaque nos estudos de planeamento das empresas do setor elétrico.
A taxa de perdas de energia elétrica é a relação entre as perdas totais e o fornecimento de energia elétrica. Em [ERSE18] a taxa de perdas de energia elétrica nas redes de distribuição em Portugal no período entre 1997 e 2015 registou um aumento de 7 pontos percentuais. No mesmo período foram verificadas algumas oscilações, i.e., um aumento das perdas absolutas da ordem dos de 60%, para um aumento da carga da ordem dos 50% apresentado na Tabela 1.
Tabela 1: Perdas de eletricidade na rede de distribuição em portugal de 1997 a 2015 (Fonte: [ERSE18])
Ano Perdas [GWh] Fornecimentos de Eletricidade [GWh] Taxa de Perdas [%]
1997 2,57 28,032 9,2 1998 2,757 29,645 9,3 1999 2,877 31,538 8,7 2000 3,191 33,546 8,6 2001 2,948 35,248 9,1 2002 3,451 36,056 8,2 2003 3,439 37,842 8,6 2004 3,168 40,094 8,6 2005 3,498 42,495 8,1 2006 3,168 44,042 7,2
10 2007 3,498 44,484 7,9 2008 3,168 44,802 8,1 2009 3,498 44,608 7,3 2010 3,633 46,312 8,2 2011 3,277 44,734 7,7 2012 3,778 42,754 9,1 2013 3,904 41,763 11,2 2014 4,302 41,69 10,3 2015 4,114 42,104 9,8
Em [Figueiredo12], as perdas podem ser classificadas conforme a sua origem: Perdas técnicas: as perdas resultantes das atividades de transporte,
distribuição e transformação de energia elétrica que ocorrem antes da entrega de energia ao consumidor final, sejam estes de BT, MT ou AT, são produto da dissipação de energia nos condutores e equipamentos e perdas no núcleo dos transformadores fundamentalmente. Dentro das perdas técnicas temos as perdas ativas e as perdas reativas de energia elétrica;
Perdas ativas: são proporcionais ao quadrado da corrente elétrica nos condutores. Estas perdas são denominadas por perdas por efeito de Joule e constituem a maior parte das perdas técnicas, estando presentes em todos os condutores elétricos;
Perdas reativas: ocorrem nas bobines dos dispositivos. Em corrente alternada as bobinas armazenam energia, para devolver essa mesma energia à fonte, assim, a energia reativa não é efetivamente perdida, sendo, necessária para o funcionamento da rede. Embora não cause perdas de forma direta, contribui para o aumento da corrente nas linhas e aquecimento dos enrolamentos das máquinas elétricas;
Perdas não técnicas: a energia que efetivamente é entregue ao consumidor, mas não é contabilizada. Estas perdas são importantes uma vez que representam um acréscimo da energia comprada pelo distribuidor que posteriormente é faturada aos consumidores clientes dos distribuidores.
2.4 Perdas Técnicas
Em [Penin08] as perdas técnicas podem ser consideradas como perdas de energia elétrica. As perdas são calculadas em cada instante do diagrama de carga, sendo medidas em kW ou MW. As perdas de eletricidade, medidas em kWh ou MWh, são calculadas para um determinado período, reguladoramente em bases mensais e anuais.
Em [Figueiredo12], as distribuidoras de energia elétrica têm grande preocupação com as perdas de energia elétrica na rede, uma vez que estas constituem uma parcela significativa nos custos de exploração dos sistemas de
11 distribuição. Por este motivo a medição das perdas bem como a introdução nas redes, de meios cada vez mais eficazes que promovem a diminuição das perdas, são alvo de grande preocupação nos estudos de planeamento das empresas de energia elétrica.
Em [Costa11] as perdas técnicas derivam de processos físicos associados à produção, transporte e distribuição de energia elétrica. Neste processo uma parte da energia é dissipada essencialmente em condutores e transformadores por meio das perdas ativas resultantes do efeito de Joule, constituindo a maior parte das perdas técnicas.
Em [CIRED13], as perdas técnicas também são chamadas de "perdas físicas", pois se referem à energia dissipada em calor (efeito joule) e ruído enquanto distribuem eletricidade e, portanto, são fisicamente perdidas. Esta dissipação de energia custa dinheiro aos clientes e contribui para as emissões antropogénicas de gases com efeito de estufa.
Em [Navani12] a perda técnica é definida como a quantidade de energia elétrica transformada em outros tipos de energia durante o processo de transporte das centrais de geração para os centros de consumo.
As principais causas da existência de perdas técnicas nos sistemas elétricos [CIRED17] são apresentados na Tabela 2.
Tabela 2: Perdas técnicas na rede de distribuição elétrica [CIRED17].
Tipos de Perdas Técnicas
Fixas
Perdas por Efeito Corona; Perdas de corrente de fuga; Perdas dielétricas;
Perdas de ferro / perdas sem carga.
Variáveis
Perdas por Efeito Joule;
Perdas de cobre / perdas de carga;
Perdas causadas por resistência de contacto; Consumo em sistemas de proteção.
Rede de Serviços
Perdas causadas pela carga contínua de elementos de medição;
Perdas causadas pela carga contínua de elementos de controlo.
2.5 Perdas Não Técnicas
Em [Ramos11] as perdas não técnicas ou Non-Technical Losses (NTLs), são uma preocupação de estudo das várias empresas de energia elétrica no sentido a sua minimização e a sua contabilização tem com o objetivo o de reduzir fraudes e roubo de eletricidade. A minimização das NTLs pode garantir investimentos em programas de qualidade energética, bem como possibilitar a redução do preço da energia elétrica fornecida ao consumidor.
Em [Smith04] o valor total das perdas de eletricidade na Transmissão e Distribuição (T&D) técnicas e não técnicas, equivale à diferença entre o total
12 de energia elétrica injetada no T&D e a associada à receita decorrente do valor das contas pagas pelos clientes. Enquanto, que as perdas técnicas são responsáveis pela energia elétrica dissipada através dos equipamentos necessários para implementar o T&D de eletricidade, as NTLs respondem pela diferença entre o valor das perdas totais de T&D e as perdas técnicas. NTLs podem ser estimados, mas a medição exata não é viável.
Em [Aguero12], as NTLs têm sido verificados principalmente como resultado de desvio devido à adulteração do hardware, furto por toque de linha e contas não pagas. Além disso, irregularidades na medição do consumo/faturação e conluio com funcionários das distribuidoras são consideradas fontes de NTLs.
Em [Viegas17], as fontes de imputação de NTLs, são caracterizas pelas zonas a seguir:
Antes do medidor: Fontes de NTLs, fraudes/roubos podem ocorrer nesta zona, como a perfuração ilegal de linhas de distribuição e alimentadores;
Medidor: Fontes de NTLs, como reverter, desconectar, contornar e interferir no medidor. Explorações de rede, explorações de software e firmware também podem comprometer os medidores e medições. A falha/erro pode ocorrer nesta zona, como a presença de imprecisão no equipamento de medição e falha do equipamento;
Faturação: Fontes de NTLs, fraude/roubo de NTLs podem ocorrer nesta zona, como o não pagamento de contas, conluio entre o cliente e o funcionário da distribuidora para organizar reduções de faturação e ataques cibernéticos aos sistemas de leitura ou fatura imprecisa devido ao erro do sistema e do funcionário.
Em [Penin08] as perdas não-técnicas são causadas normalmente por problemas relacionados com a faturação da energia elétrica distribuída. As causas mais são:
Inexistência de SM; Falta de aferição dos SM; Erros na leitura;
Furto de energia elétrica; Fraude.
13
2.6 Tipos de NTLs
Em [Smith04] foi realizado um estudo em 102 países durante um período prolongado de vinte anos. O relatório estima a extensão das fraudes das NTLs e as classifica em quatro categorias: adulteração nos medidores; conexões ilegais; irregularidades nas cobranças e contas não pagas:
Adulteração nos medidores: existem várias formas de alteração nas leituras realizadas pelos IMA, as técnicas utilizadas podem ser rebuscadas, mas também podem ser tão rústicas como danificar o medidor propositalmente. Além disto, o fácil acesso ao medidor facilita práticas como: a interferência magnética, que consiste em usar um imã para impedir a rotação do disco magnético do medidor analógico (medidores antigos); o chamado “by-pass” e a ligação em paralelo com o equipamento apresentado na Figura 4. A ligação em paralelo do medidor disfarça melhor o roubo de energia em relação ao “by-pass” que faz a energia elétrica não passar pelo medidor registando assim um consumo nulo [Etimes13] apresentado na Figura 5.
Figura 4: Ligação em paralelo com o medidor (Fonte: [Etimes13]).
14 Ligações ilegais: em [Ferreira15], as conexões ilegais abrangem basicamente as ligações irregulares feitas por consumidores que não querem ou não podem pagar pela energia elétrica consumida. Nos países emergentes como o Brasil, esse tipo conexões ocorre com frequência em comunidades desfavorecidas. Essas conexões ilegais são realizadas geralmente, no ramal de BT, neste caso as conexões se encontram expostas, o que torna possível a sua identificação visual apresentada na Figura 6.
Figura 6: Conexões ilegais em uma comunidade no Brasil (Fonte: [Estadão17]).
Irregularidades nas cobranças: ocorrem basicamente quando a cobrança não é realizada corretamente, pode acontecer devido a erros na leitura do equipamento pelo funcionário responsável ou pela danificação do mesmo.
Inadimplência: estes casos correspondem as contas faturadas, mas não pagas pelos clientes.
2.7 Classificação das NTLs
A classificação das perdas não técnicas, podem ser agrupados de acordo com o tipo e a quantidade de dados explorados [Ferreira15] apresentada na Figura 7.
15 Figura 7: Classificação das perdas não técnicas (Fonte: [Ferreira15]).
Em [Ferreira15] a classificação dos métodos para deteção de NTLs baseia-se em duas classes principais: métodos indiretos e diretos. Na classe dos métodos indiretos, as perdas não técnicas são obtidas pela diferença entre a potência total fornecida e o total estimado de perdas técnicas. Nestes métodos, objetiva-se estimar as perdas técnicas com a maior exatidão possível, pois quanto mais próximo for o valor estimado do valor real, melhor é a deteção das perdas não técnicas. Já os métodos diretos procuram detetar diretamente as perdas não técnicas, ou seja, não dependem da estimação das perdas técnicas.
2.7.1 Métodos Indiretos
Em [Saisse16] a estimação das perdas técnicas permite, além de obter as perdas não técnicas pela diferença entre as perdas globais e as perdas técnicas, obter a eficiência do sistema e detetar necessidades de melhorias. A precisão da estimação das perdas técnicas depende das informações disponíveis na rede elétrica e, portanto, pode acontecer em situações de:
Alto grau de conhecimento: neste caso há bastantes informações sobre a rede e sobre a carga sendo possível calcular com boa precisão as perdas técnicas;
Baixo grau de conhecimento: quando não se dispõe muitas informações utiliza-se para a estimação as medidas disponíveis, geralmente subestação e alguns dispositivos da rede, além das comparações com sistemas similares;
Caso híbrido: quando se possui alto grau de conhecimento de apenas parte da rede, utilizam-se outras metodologias.
16
2.7.2 Métodos Diretos
Em [Viegas15; Saisse16], os métodos diretos podem ser divididos em duas classes: métodos que utilizam dados históricos a fim de definir padrões de consumo e detetar comportamentos anómalos, ou métodos que utilizam dados em tempo real ou quase tempo real para detetar a ocorrência de perdas não técnicas no sistema.
2.7.2.1 Método que Utilizam Dados Históricos
Em [Saisse16], os métodos que utilizam dados históricos possuem uma estrutura similar entre si, sendo divididos em três etapas: preparação, classificação e averiguação.
A preparação consiste na criação de perfis de consumo de clientes similares levando em conta diversos fatores como dia da semana, temperatura, época do ano, região, entre outros. Essa etapa varia de acordo com o método utilizado, mas em geral tem como desvantagem o grande número dados a serem agrupados e processados;
Na classificação são utilizadas técnicas para comparar os perfis de consumo e identificar perfis irregulares que podem estar associados a consumidores fraudulentos;
Na averiguação os consumidores classificados como suspeitos na etapa anterior são examinados a fim de detetar o problema e tomar as medidas corretivas necessárias.
2.7.2.2 Métodos Baseados em Agrupamento (Clustering)
Em [Ferreira15], o desempenho dos métodos baseados em agrupamento, como o clustering, depende da qualidade do treinamento realizado. O treinamento consiste no próprio agrupamento de dados de diversos consumidores, que pode ser realizado de acordo com diferentes critérios como considerando diferenças climáticas, diferentes estações do ano, região, entre outros. A ideia básica destes métodos é apresentada na Figura 8.
17 Figura 8: Agrupamento de dados (Fonte: [Ferreira15]).
Em [Nizar08] depois da etapa de agrupamento, a análise dos perfis de consumo é feita pela comparação com os grupos selecionados, caso o consumo seja classificado como associado a um consumidor fraudulento, o consumidor é selecionado para a etapa de averiguação.
Um dos problemas desta técnica é a variedade dos critérios de agrupamento, por isto é importante que as características mais importantes de cada grupo de dados sejam identificadas para que a etapa de agrupamento atinja um bom desempenho. Além disto, o método proposto também depende de uma base de dados bem estruturada, que forneça informações adequadas para permitir um agrupamento adequado.
2.7.2.2.1 Métodos que Utilizam Dados Obtidos em Tempo Real
Em [Ferreira15] esta classe de métodos difere da apresentada em [Nizar08] por não focar na utilização da base de dados históricos. Tais métodos partem de alguma teoria aplicada a circuitos elétricos e utilizam medições em tempo real ou “quase real”, para comparação do estado esperado com o observado ou para confirmação de resultados. Estes métodos podem ser divididos em duas subclasses definidas de acordo com a quantidade de medidas usadas.
2.7.2.2.2 Método Baseado em Estimação de Estado
Em [Cruz06] há uma análise realizada utilizando estimação de estado. Este método é baseado na comparação do valor da anergia elétrica calculada e medida nos transformadores. Em posse destas informações, é possível estimar o estado nos transformadores e achar os locais que apresentam grandes perdas, em tais lugares provavelmente há furto de eletricidade.
Em [Huang13] outro método, propõe a utilização de estimação de estado para detetar os transformadores em que os consumidores associados a perdas não técnicas estão conectados. Em seguida, aplica-se uma técnica de análise de variância nos dados de consumo de energia dos consumidores conectados nos transformadores suspeitos e os consumidores fraudulentos são identificados. Em [Chen11] tais métodos têm a observabilidade do sistema como maior desafio, ou seja, em sistemas de distribuição raramente é possível estimar o estado da rede com a quantidade de medidas existentes. Em redes de distribuição, chegar neste estado pode demandar certo investimento (custo elevado) em IMA e em sistemas de comunicação.
Em [Saisse16] as informações utilizadas pelos estimadores de estado podem conter os seguintes tipos de erros ou incertezas:
Ruído de medição: erros inerentes à medição, consiste em pequenas diferenças entre o valor medido e o valor real devido à precisão limitada dos medidores;
18 Erros grosseiros: podem ser vistos como diferenças entre os valores reais e medidos, podem ocorrer por diversos motivos como a existência de fraudes ou defeito nos medidores;
Erros de parâmetros: são erros nos dados da rede elétrica, interferem diretamente no cálculo do estimador de estado;
Erros de topologia: erros associados à configuração da rede, também comprometem a correta estimação de estado.
Em [Abur04] o estimador de estado pode facilitar um acompanhamento satisfatoriamente preciso e eficiente das grandezas relacionadas à operação, identificando o estado de carga das linhas e tensões nos barramentos. Os estimadores de estado geralmente possuem as seguintes funções:
Processador de topologia: consiste em reunir todos os dados, tais como estado das chaves e disjuntores no sistema. Estas informações permitem modelar o diagrama unifilar do sistema;
Análise de observabilidade: é determinada a partir das medidas disponíveis, é possível realizar a estimação de estado e identifica os tramos não observáveis caso as medidas disponíveis não sejam suficientes para realizar a estimação;
Solução da estimação de estado: realiza a estimação calculando o estado, carregamento de linhas, fasores de tensão e injeções de energia ativa e reativa, mais provável do sistema a partir dos dados coletados funcionando como um filtro para incertezas associadas à medição;
Detetor e identificador de erros grosseiros de medida: detetar, identificar e eliminar a existência de erros grosseiros nas medidas. Para a eliminação destes erros é necessário que haja redundância suficiente nos dados adquiridos tal que o sistema não perca a observabilidade com a retirada do dado suspeito de conter erros grosseiro;
Identificador de erros de topologia e de parâmetros: Detetar possíveis erros nos parâmetros ou nos dados associados à topologia da rede.
2.7.2.2.3 Método Baseado em Ondas Viajantes
Em [Chen11] algumas tecnologias utilizam medições em alta frequência, é o caso da metodologia que emprega o TDR (Time Domain Reflectometer). Esta técnica usa o TDR que é composto por um gerador de sinais e um osciloscópio, permitindo injetar sinais na rede e obter a resposta através do pulso refletido, identificando os possíveis pontos em que ocorrem as fraudes. Os testes são realizados nos condutores do secundário, entre o fusível e o medidor de energia, e podem ser feitos de duas maneiras:
19 Com os dois terminais conhecidos do condutor abertos;
Com o condutor energizado e um filtro AC para bloquear sinais que não estejam na frequência desejada. Entre as desvantagens deste método destacam-se: o desconforto dos clientes, nos casos em que os consumidores são desconectados, e a necessidade de testar os consumidores individualmente.
2.7.2.2.4 Técnica Baseada no Balanço de Energia
Em [Ilo12; Pereira15] a técnica proposta utiliza medições em tempo real para fazer uma comparação entre os valores da energia elétrica medidos e esperados. O sistema SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) é utilizado no primário do transformador para medir a energia total entregue aos consumidores e tal valor é comparado com o total da energia consumida por todos os clientes, descontando-se as perdas técnicas que ocorrem no sistema apresentado na Figura 9.
Figura 9: Circuito do método de comparação (Fonte: [Ilo12]).
2.8 Efeitos Económicos das NTLs
Em [Depuru11] vários efeitos de perdas não técnicas são relatados na literatura, sendo a mais importante a perda de receita que, na maioria dos casos, leva as empresas de distribuição a repassar essas perdas a consumidores benignos via tarifas. Além disso, a qualidade do fornecimento de eletricidade é afetada (violação de tensão ou danos à infraestrutura). Em [Glauner18] as NTLs têm efeitos económicos diretos e indiretos sobre o custo da energia elétrica consumida. Os efeitos diretos das NTLs são a perda
20 de receita e lucro para as concessionárias de energia elétrica. Isso pode levar a uma sobretaxa de preço para os clientes regulares. Os efeitos indiretos resultam de várias causas como: as concessionárias de eletricidade devem verificar regularmente clientes ou regiões suspeitas realizando inspeções no local. Uma inspeção é cara, pois exige a presença física de técnicos e de instrumentos de verificação. As perdas não técnicas também podem gerar sobrecarregar as unidades de geração, o que resulta em uma infraestrutura instável e não fiável, com impactos físicos, como quedas de tensão, variação na qualidade da eletricidade fornecida e blackouts. A receita perdida devida instabilidade da tensão elétrica e apagões é chamada de valor da carga perdida. Os problemas de fiabilidade da rede elétrica têm um impacto negativo na eficiência dos negócios pois, afetam a economia como uma rede não confiável que impede atividades que dependem de uma rede estável. Na mesma linha, uma rede não fiável exige que as entidades invistam em salvaguardas, como sistemas de acumulação de energia elétrica, nomeadamente as baterias de fluxo de vanádio redox [Arribas16] ou geradores aumentando os custos operacionais.
Em [DN18] a EDP Distribuição detetou 56 mil casos possíveis de fraudes em 2017, cerca de três vezes mais face aos 4636 casos detetados em 2016, sendo o valor do prejuízo da ordem dos 70 milhões de euros.
Em [Depuru11] há uma grande experiência global na deteção de perdas não técnicas. A fraude no domínio da eletricidade pode ser mais intensa nos países em desenvolvimento, assim o Banco Mundial relata mais de 50% de roubo, mas ainda é uma realidade nos países desenvolvidos. No geral, tem sido relatado que empresas de serviços de utilidade pública em todo o mundo perdem mais de 25 bilhões de US$/ano devido a roubo de eletricidade.
Em [Krebs12] o FBI relatou em 2012, uma tentativa ampla e organizada de roubo de energia elétrica que pode ter custado até 400 milhões US$/ano para uma distribuidora após uma implantação da IMA nos EUA.
Em [Glauner18] no total, as perdas financeiras anuais em todo o mundo devido as NTLs são estimadas em cerca de 100 bilhões de dólares. Diferentemente das perdas técnicas, elas representam a maior parte das perdas totais nos mercados emergentes que frequentemente demandam por mais energia. As NTLs incluem, mas não estão limitadas a roubo de eletricidade, medidores quebrados ou com defeito e leituras falsas do medidor. Nos mercados dos países emergentes, as NTLs são uma preocupação primordial e podem chegar a 40% do total de eletricidade distribuída. Reduzir as NTLs para aumentar a receita, o lucro e a confiabilidade da rede é, portanto, um interesse vital para as concessionárias e autoridades [Glauner18].
2.9 Deteção de Perdas Não Técnicas
Em [Jiang14] de todas as técnicas de deteção de furto de energia elétrica, a técnica de deteção baseada em classificação, que é definida como a classificação do perfil de carga do consumo de eletricidade de um cliente ou grupo de clientes durante um período, é uma das abordagens mais utilizadas.
21 O procedimento básico para a deteção de furto de energia elétrica baseada em classificação consiste em:
Aquisição de dados;
Pré-processamento de dados;
Extração de características;
Treinamento de classificadores;
Otimização de parâmetros;
Classificação;
Pós-Processamento de dados e geração suspeita de lista de clientes. A ideia principal desta técnica é distinguir padrões anormais de uso de energia elétrica de todos os padrões de uso da eletricidade fornecida, baseado em um conjunto de dados de teste contendo exemplos da classe normal e da classe suspeita.
Em [Cavdar04] existem esquemas para lidar com as fraudes de NTL que podem ser categorizados como métodos físicos, métodos baseados em deteção de intrusão, análise do comportamento dos usuários, métodos estatísticos e métodos baseados em comparação.
Em [SEPE17] as pesquisas baseadas em fraudes e na deteção de NTLs estão presentes em vários campos. Mas, as pesquisas que são baseadas na deteção de NTLs nas concessionárias de energia são menores, porém, a percentagem dos NTLs é comparativamente maior. Na literatura os trabalhos são geralmente baseados em teoria e os tipos de técnicas de deteção utilizadas são menores. As empresas de eletricidade adotam a metodologia atual em termos de deteção de NTLs e é basicamente dividido em dois tipos.
O tipo primário é baseado na realização de inspeções situadas para o usuário desejado;
O tipo secundário é baseado no estudo do usuário e contém o consumo nulo em um determinado ponto.
Em [Jiang02] a principal questão que é enfrentada na alternativa primária é que ela necessita de um número considerável de inspetores, o que resulta em alto custo. A alternativa secundária contém o problema de possivelmente detetar os usuários apenas com o consumo nulo. Mas, para os clientes que têm consumo não nulo será bastante baixo quando comparado com o seu consumo. Em [Bolton02] diferente de outras questões em redes inteligentes, o roubo de energia elétrica parece mais intratável. Isto é parcialmente porque envolve a
22 natureza humana e considerações económicas que são difíceis de observar e controlar até mesmo por equipamentos de medição avançados. A deteção e identificação de fraudes em sistemas de potência foi inicialmente abordada com técnicas estatísticas.
Em [Smith04] o roubo ou furto de eletricidade pode ser estimado, mas não mensurado exatamente. Para isso, o método comumente aplicado leva em conta o cálculo e análise das perdas nos setores de transmissão e distribuição de energia. Este método se baseia na diferença entre a energia gerada pelo sistema e a energia medida e vendida aos consumidores. Se for realizado um cálculo das perdas nas linhas de transmissão percebe-se que as perdas devidas aos roubos correspondem à parcela de energia que não foi contabilizada. Contudo, este método ainda é um tanto impreciso para estimar roubos de energia e não inclui a parcela de eletricidade que não é paga.
Em [Smith04], métodos de naturezas distintas para lidar com o problema do roubo de energia elétrica, são: métodos tecnológicos, gestão e mudanças no sistema.
Métodos tecnológicos: o aspeto abordado está ligado às várias inovações tecnológicas que têm ocorrido no ramo de energia elétrica, contudo muitos sistemas de energia ainda não se apropriaram desses avanços técnicos e, por isso, não dispõem de alguns benefícios presentes em sistemas que possuem essas tecnologias já inseridas na rede elétrica. Para a redução de perdas em transmissão e distribuição (T&D) são necessários investimentos que devem visar à melhoria nas linhas de transmissão, transformadores, e, principalmente, instalação e manutenção de sistemas modernos de medição, que não permitem qualquer tipo de alteração por parte de usuários mal-intencionados; Gestão do sistema: a corrupção é uma das áreas mais problemáticas
para as organizações do ramo de energia visto que, neste caso, o roubo de energia ocorre com a conivência dos próprios operários do sistema elétrico;
Mudanças no sistema: verifica-se a necessidade de regulamentação do setor, o que já fez com que, em todo o mundo, diversas comissões independentes surgissem como órgão regulador do setor elétrico e discutissem questões como quais são os níveis de roubo de energia aceitáveis para as concessionárias, se estas podem ou não repassar o prejuízo com o roubo de energia e ineficiência aos clientes, e quais as sanções aplicáveis caso as concessionárias não atingissem as metas para redução de perdas técnicas e não técnicas.
23
CAPÍTULO
3
3 Mitigação das NTLs
Muitas medidas de controlo e combate às perdas não técnicas de eletricidade na rede foram desenvolvidas e aperfeiçoadas aos longos dos anos. Medidas desde programas de inspeção na rede elétrica, á mineração de dados para detetar clientes fraudulentos.
Em [Ramo14] uma das principais causas das perdas não técnicas de eletricidade na rede são furtos e adulterações de medidores de energia elétrica. Para mitigar essas perdas, algumas empresas de distribuição de eletricidade adotam as seguintes medidas:
Programas de inspeção: verificação da integridade do medidor e do ramal, deteção de falhas nos equipamentos, desvios, erros de ligação e outros problemas que possam comprometer a leitura do consumo de energia elétrica;
Substituição de medidores: avaliação das leituras dos medidores através de amostragens, testes em laboratório e a substituição dos medidores mecânicos por SM;
Regularização de ligações clandestinas: mediante programas de caráter social, reduzindo assim às perdas não técnicas;
24 Implementação de políticas comerciais: virados para a comunidade no sentido de dar explicações, negociações e treinamentos sobre o consumo de energia elétrica;
Ações de eficiência energética: com foco na conscientização para a diminuição do consumo racional de eletricidade, servindo de incentivo aos consumidores para que não cometam as fraudes.
A inspeção periódica nos consumidores é uma forma eficiente de mitigar as perdas comercias, mas demanda um custo elevado, por isso, a importância da identificação de grupos suspeito através de algum dos métodos a seguir.
Em [Alberto08], algumas ações práticas podem ser implementadas pelas distribuidoras de eletricidade a fim de mitigar ou até extinguir as perdas não técnicas, principalmente o furto de eletricidade que corresponde a maior parcela das NTLs em países em desenvolvimento com o Brasil e a India, no qual as condições socioeconómicas estão relacionadas diretamente na prática de fraudes e furtos de eletricidade na rede de distribuição.
Identificar as comunidades pobres e desenvolver ações de conscientização;
Incorporar os clientes clandestinos ao sistema de faturação;
Reconstruir o ramal: instalando cabos antifurto, redes compactas de MT;
Implementar políticas comerciais para o uso racional da energia elétrica;
Ações no sentido de reduzir o valor das contas de eletricidade: utilização de eletrodomésticos e de lâmpadas de alta eficiência enérgica, instalação de aquecimento solar de água e de painéis fotovoltaicos;
Projetos de responsabilidade social, como: formação de eletricistas na própria comunidade, palestras em escolas, qualificação dos professores para educar os alunos no uso racional da energia elétrica;
Aumentar as inspeções aos ramais das comunidades e substituição dos medidores mecânicos por SMs;
Mitigação dos erros de leitura;
Gestão dos ativos da rede instalados: para o controlo efetivo das perdas técnicas e para correta administração dos consumidores.
25
3.1 Mitigação da NTL por Mineração de Dados
A mitigação de NTL pode ser melhorada por dois tipos de mineração de dados (data minig): Abordagem Estatística Regular e Abordagem de Big Data e Smart Meters. A representação do processo de data mining [CIRED17] é apresentada na Figura 10.
Figura 10: Processo de mineração de dados (Fonte: ([CIRED17]).
A mineração de dados pode ser usada como uma ferramenta para otimizar as inspeções no campo, direcionando-as a áreas específicas ou locais suspeitos de fraude, em vez de enviar equipes em inspeções gerais. É um processo contínuo que envolve modelagem estatística, com os modelos atualizados com os resultados do campo [CIRED17].
Em [Penin08] o uso da data mining, é possível identificar comportamentos dos dados e obter variadas formas de análise sobre as informações, permitindo a obtenção de resultados mais claros. É utilizado técnicas analíticas que ajudam a alcançar resultados mensuráveis, que normalmente não poderiam ser descobertos com técnicas convencionais. Em linhas gerais pode-se dizer que a mineração de dados é a exploração e a análise, realizada de forma automática ou semiautomática, de grandes quantidades de dados com o intuito de descobrir padrões e regras significativas.
Em modelos estatísticos, algumas definições de medidas de locação e dispersão são normalmente utilizadas e definidas pelas equações a seguir:
A Média é definida por:
26 Variância é definida como o desvio quadrático médio da média:
( ̅)
(3.1) Desvio Padrão:
𝜎 = √𝑠
(3.2) O desvio padrão é a medida mais comum da dispersão estatística e é definido pela raiz quadrada da variância. Coeficiente de Variação (CV): uma maneira de expressar a variabilidade dos dados sem a influência da ordem de grandeza da variável é através do coeficiente de variação, definido em (3.3):
𝑐𝑣 =
̅
(3.3) Em que CV é interpretado como a variabilidade dos dados em relação à média. Quanto menor o CV mais homogêneo é o conjunto de dados.
Adimensional, que será positivo se a média for positiva, e será zero quando não houver variabilidade entre os dados, ou seja, s = 0.
Um CV para variáveis de consumo de energia elétrica é considerado baixo (indicando um conjunto de dados razoavelmente homogêneo) quando for menor ou igual a 25%. Entretanto, esse padrão varia de acordo com a aplicação.
3.2 Mitigação com Smart Meters
Em [CIRED17], os IMA ou Smart Meters podem melhorar drasticamente a eficácia de uma solução de mineração de dados, detetando eventos como tentativa de adulteração.
O balanceamento de energia pode ser realizado (dependendo da quantidade de medidores implantados na rede analisada) através da diferença entre as entradas e saídas de energia em uma área específica. O princípio do balando de energia, usando um exemplo hipotético [CIRED17] é apresentado na Figura 11.
27 Figura 11: Princípio do balanco de energia (Fonte: [CIRED17]).
A soma da energia elétrica registada por cada SM dos clientes deve ser igual a quantidade da energia registada na subestação secundária. Se o valor for diferente, o cliente deve ser investigado.
3.3 Outras Formas de Mitigação
Em [CIRED17], outras medidas propostas estão listadas abaixo. Medidas relacionadas ao equipamento:
Caixas de medição à prova de adulteração e outros materiais de segurança, como vedações numeradas à prova de falsificação;
Redução do número médio de consumidores por transformador;
Redução das distâncias dos alimentadores de baixa tensão dos consumidores;
Medidores pré-pagos;
Substitua transformadores com classificações de potência mais baixas e proteção aprimorada;
Atualização de medidores de eletricidade;
Tecnologia de cartão inteligente (para minimizar o roubo de eletricidade);
Monitoramento estatístico do consumo de energia elétrica. Medidas relacionadas ao processo de utilidade:
28 Meios adequados para testar medidores;
Programação para verificação de medidores e substituição de medidores defeituosos;
Atualização de registos para remover erros; Formação;
Conscientização.
Medidas relacionadas com a aplicação da lei:
Investigação de clientes que solicitaram uma conexão, mas não concluíram o processo;
Promulgar leis rigorosas e melhorar sua aplicação;
Aplicação de todas as medidas de segurança razoáveis quando for detetada uma conexão ilegal.
3.4 Efeito das Condições Socioeconómicas
Em [CIRED17], as condições socioeconômicas são uma contribuição importante ao decidir quais medidas de mitigação das NTLs devem ser empregadas. As áreas podem ser classificadas dependendo dessas áreas:
Áreas tradicionais:
Áreas onde as metodologias tradicionais (inspeções, normalizações e similares) são suficientes para controlar efetivamente o nível de fraude e roubo;
As medidas de mitigação incluem inspeções mais produtivas, melhorando o direcionamento de campanhas, o balanceamento de energia, a mineração de dados e outros equipamentos avançados e medidas relacionadas ao processo.
Áreas complexas:
Áreas onde o apoio da aplicação da lei é necessário para executar medidas tradicionais de mitigação de fraude e roubo. Estas são geralmente áreas nas quais a metodologia tradicional aplicada para a mitigação da NTL tem uma vida útil curta, por causa da reincidência imediata de roubo e fraudes. Nessas áreas, mais instalações robustas são necessárias para evitar fraudes e roubo;
29 Medidas de mitigação incluem soluções técnicas antirroubo como medidores pré-pago e contadores de leitura remotos, caixas de contadores blindados, tubos blindados para conexões e alarmes remotos para caixas de medição.
Áreas de risco:
Regiões que são geralmente tem acesso restrito (por exemplo, favelas, comunidades) nas quais contexto social dificulta ou até impede qualquer acesso às instalações, a fim de inspecionar ou resolver qualquer tipo de anomalia. Nas piores situações deste tipo, mesmo baixa aplicação é ineficaz. Nestas áreas nem o tradicional nem as soluções mais robustas são eficazes e as perdas podem crescer de forma incontrolável;
Mitigação é geralmente por regulamentação, como estudos sociais para objetivamente demonstrar a situação social e fazer lobby junto às organizações reguladoras para obter maiores perdas reconhecidas. Sustentabilidade, melhoraria de renda, promover políticas de economia de energia e campanhas de segurança reduzem o risco de eletrocussão.
